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1、吐哈油田重复压裂技术研究报告一、立题依据与设计指导思想2二、试验材料与方法9三、试验过程与结果11四、技术关键与创新点18五、技术重点与适用范围36六、已推广应用的情况37七、计算机模拟结果42八、备注44一、立题依据与设计指导思想1、选题针对性：吐哈油田随着开发的深入，早期压裂的一类储层的水力裂缝已经失效或者产生堵塞，如鄯善油田91-93年整体压裂所形成的裂缝导流能力已从60m2.cm降至97年的6m2.cm，原有裂缝的渗透性能大大降低甚至失去作用。同时，由于早期压裂改造规模不够，或者支撑裂缝短，或者裂缝导流能力低，这类井必须加大压裂规模继续延伸原有裂缝，或者提高砂比/砂量以增加裂缝导流能力
2、，才能提高井的产能；另外，经过长时间的开采之后，早期压裂裂缝所控制的原油已基本采尽，远裂缝带的原油无法及时补充，且长时间的注水开采使得注水前沿向生产井推进，有些老裂缝已成为水的主要通道，这在很大程度上影响了生产井的产量。因此，采取永久封堵老缝压开新裂缝的重复压裂技术：将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。如果井的含水不高，可以采取暂时封堵老缝压开新裂缝的重复压裂技术：将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，施工结束后老裂缝堵剂自行解堵，生产时同时发挥老裂缝和重复压裂新裂缝的作用，获得更好的增产效果。2、技术路线：该项目
3、立项之后，根据项目计划，依据吐哈油田研究工区储层资料、压裂施工参数与压裂压力数据，确定油田开发初期地应力，考虑人工裂缝、生产过程对地应力场的影响，再结合最小水平主应力原理确定重复压裂裂缝延伸方式。根据单井拟合分析结合正交设计原理研究不同参数对重复压裂生产动态的影响，确定重复压裂的技术界限。第一步：进行理论研究：搞清裂缝转向的主要机理、裂缝转向的必要条件、油田就地应力参数及分布情况、压裂时机的选择等。技术关键是裂缝转向条件、地应力参数确定及压裂时机的选择等方面的研究。第二步：进行室内试验：主要是对暂堵剂的材质、用量、耐压强度、破碎率、突破压差、造壁性、封堵率、溶解性以及对地层的伤害性进性试验；技
4、术关键是在室内取得暂堵剂耐压强度、突破压差及封堵率等方面的参数。第三步：优化设计：用FracProPT压裂软件对暂堵与转向压裂施工参数进行模拟，优化施工参数，确定暂堵剂的加量、加入方式等。技术关键是对暂堵剂加量、施工参数进行模拟、优化及研究。第四步：现场试验阶段：按照设计要求进行现场施工试验。技术关键是根据现场压力变化，及时调整泵注程序和暂堵剂的加量，在施工成功的前题下尽可能取得最好的暂堵与转向效果。第五步：压后评估分析：通过裂缝监测、施工压力判断、压裂前后产量对比、ISIP曲线分析、G函数曲线分析来判断裂缝转向情况。技术关键是通过压后评估方法来确定裂缝是否已发生转向。3、国内外研究动态：水力
5、压裂技术作为油气井增产、水井增注的进攻性措施已广泛应用于低渗透油气田的开发。自1947年开始迄今己有50多年，水力压裂就技术而论已成为低渗透特低渗透油气藏开发不可或缺的、成熟而有效的石油工程技术，对于具有不同油气藏地质、开发与开采特点以及解决在不同阶段存在的主要问题时又在不断发展、提出新思路和发展新方法。早在60年代国外就开始了重复压裂研究，由于当时技术与认识水平限制，一般认为重复压裂是原有水力裂缝的进一步延伸或者重新张开已经闭合的水力裂缝。80年代中期，随着油气价格变化和现代水力压裂技术发展，国外（主要是美国）又将重复压裂作为一项重要的技术研究课题，从重复压裂评估、重复压裂造缝机理和造新缝的
6、可能性、重复压裂选井评层原则、重复压裂设计与施工等方面进行了理论研究和现场实验分析，使重复压裂技术取得了一系列重大进展。1987年美国能源部在多井实验中进行改变应力的压裂实验，首先证明了地应力场受到邻井裂缝影响。Dowell公司根据实验和模拟地应力研究认为，地层中存在支撑裂缝将改变井眼附近应力分布，使重复压裂的起裂方位垂直于初次裂缝，离开井眼一定范围后再转向到平行于初次裂缝方位延伸。Bruno & Nakagawa实验证明：孔隙压力改变可能引起裂缝重定向，在原地应力不起控制作用下裂缝可能转向局部孔隙压力更高的方向。Chen & Minner等研究认为孔隙压力变化导致新裂缝近似垂直于前次裂缝或与
7、前次裂缝成一锐角。Chevron石油技术公司在美国Lost Hill油田的测试表明，重复压裂裂缝方位与初次裂缝方向偏移30；Unocal公司在Van油田的重复压裂测试证实了重复压裂裂缝可能与前次裂缝方位偏离60。这些实验与研究有力的推动了重复压裂技术的发展，取得了极其显著的经济效益。例如，美国最早开发的油田之一Rangely油田，许多井重复压裂达4次，成功率达 70-80；以美国阿拉斯加 Kuparuk River油田的385口生产井中重复压裂185日井后采油指数平均提高了两倍。近年来国内大庆、胜利、长庆、大港、吉林等油田也进行了大量的重复压裂作业，并从理论和实践上作了一定的探索，取得了一些经
8、验与认识。从1995年开始，辽河油田、长庆油田、新疆油田、胜利油田、南阳油田和中原油田等开展了重复压裂技术研究。分析了压裂裂缝失效的可能原因，提出了重复压裂的技术界限与重复压裂时机。在长庆油田展开了高含水期堵老缝压新缝的重复压裂试验，取得了很好的增产效果，开辟了重复压裂研究的新方向。目前国内外在重复压裂研究领域获得的主要认识有：（1）重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，即重复压裂可能产生新的水力裂缝；（2）重复压裂应重新优选压裂材料；（3）重复压裂的施工规模必须大于前次压裂施工规模。国内外虽已做了多年的重复压裂的研究工作，在重复压裂作用机制、裂缝重定向以及重复压裂施工工艺
9、方面摸索出了初步的经验，得到了许多有用的结论，然而，由于重复压裂研究中本身机理的复杂性，导致大部分研究结论尚属于定性的经验总结或者处于现场试验阶段，需要上升为理论，并进行定量研究，从而提高重复压裂成功率和重压增产效果。目前，关于重复压裂采用什么方式为最佳方式，尚无定论。在压裂中，由于老裂缝经多次压裂，油流通道受到多次污染等原因，从而使导流能力降低，达不到理想的压裂效果。针对这种情况，对主裂缝采用暂堵方式，在新的方向开启裂缝，扩大泄油区的理念就应运而生了。有很多从事油田开发的单位都在对这一理论进行研究，这是专门针对重复压裂的一项全新的理念，也是一个新的走向。4、开题理由：吐哈油田一类储层控制着油
10、田60的储量，但目前采收率仅有22.6左右，仍有大量的剩余油储量需要挖潜，如何才能将剩余储量采出，以提高采出程度，就成为三大油田稳产的关键。因此，研究和应用暂堵与转向重复压裂技术对吐哈油田的稳产有着巨大的意义。为此，中国石油天然气集团公司将重复压裂技术研究与应用列为“十五”期间关于油气层改造的一个重点科技攻关项目。5、试验具备的条件：吐哈油田配备有压裂、酸化等专业化实验室，装备有自动驱替装置、DL55自动电位滴定仪、RV20 流变仪、润湿角测定仪、裂缝导流仪、旋转粘度计、酸液动态腐蚀仪、多功能驱替系统等国内外一流的大型试验设备及常规试验设备，专业化实验室主要开展酸化、压裂技术的室内研究工作，包
11、括机理研究、评价实验、配方研究、岩心试验等。裂缝导流仪技术指标：试验温度:204流动压力:6.89MPa最大闭合应力:103.4MPa充填面积：64.5cm2充填厚度:0.251.27cm功 能：支撑剂导流能力评估；支撑剂性能检测动态腐蚀仪技术指标：试验最高温度：204最大压力：10000Psi反应釜容积：500ml试片：50 mm长10 mm宽3mm 厚转速：10000转/min功 能：动态静态腐蚀评价；酸岩反应机理研究；缓蚀剂优选评价。RV20、VT550旋转粘度计技术指标测量范围：0.02106mPa.S剪切速率：0.01 1750s-1试验温度：-30 to 150压 力：0 to 1
12、0MPa功 能：测定流体粘度,流体流变特性参数6、主要内容创新程度本项目的主要创新点：完成了对重复压裂机理的研究，确定了吐哈油田实施重复压裂的可行性；制定了重复压裂选井、选层的方案和优化设计方案，确定了压裂井层厚度、孔隙度、渗透率、压前含水、地层压力等的选井选层范围和界限；开展了地应力以及裂缝方位的研究，确定了裂缝转向的效果评价方法：裂缝监测、施工压力判断、压裂产量对比等；完成了暂堵剂的室内评价，优选了合理的使用用量与浓度，确定了转向剂的加入量和加入时机，选择出适合吐哈油田的堵剂。7、关键技术的实施方案及采取的措施重复压裂井的应力变化能否形成新的人工裂缝。解决该关键问题的主要措施在于全面分析和
13、描述人工裂缝、地层流体压力变化、孔隙热弹性应力、邻井注水/生产活动都产生新的诱导应力；堵老缝造新缝重复压裂的时机。解决该关键问题的主要措施是搞清油田目前的就地应力及诱导应力状况，然后依据压裂裂缝开启原理进行确定：根据最小主应力原理，重复压裂裂缝方位依然取决于储层应力状态，不以人们的主观意志为转移而受客观应力条件控制。如果xmin+x诱导ymax+y诱导，可以形成新裂缝。如何实现堵老缝造新缝重复压裂。实践证明采用高强度裂缝堵剂封堵老裂缝是有效的。8、主要技术内容达到的指标和技术经济效果经济技术指标：现场试验应用10井次，压裂施工成功率90%，有效率80%措施后单井增油6m3/d，有效期120天施
14、工最高砂比大于50，平均砂比大于35，加砂强度大于1.5m3/m.单井增油按6m3/d计算，有效期按180天计算，按10井次压裂计算，年增油量=6m3/d/口井180天10口井=1.08万方经济创效1500万元以上。技术经济效果：该项目目前已在现场成功应用42口井，施工成功率95%，有效率92%，平均单井增油达5.3t/d，平均有效期180天，累计增油16000t，按每桶原油55美元计算，已取得4300多万的经济效益。该技术的成功应用，必将大大增大吐哈油田的采收率，进而大大增加吐哈油田的开采周期，也将为地方经济建设做出贡献，因此，该项技术的成功应用也具有巨大的社会效益。二、试验材料与方法1、试
15、验材料裂缝堵剂PG体系长效PG-1体系 PG-1作为堵老缝压新缝的堵剂，是由高分子量低水解度聚丙烯酰胺与预成胶剂及成胶剂组成的混合物体系。预成胶剂可在30以下发生部分交联作用，使其在一定程度上预先形成凝胶体。预凝胶体进入目的层后，在油藏温度条件下(30-80)，聚丙烯酰胺与成胶剂再起作用，发生进一步的交联反应，形成更高强度和更高粘附力的裂缝堵剂。PG-2暂堵剂PG-2暂堵剂是为中低温（30-80）油藏设计的，其性能要满足在岩石表面具有较强的粘附性，并容易破胶返排。采用在堵剂体系中加入微胶囊破胶剂的办法实现堵剂破胶化水。 裂缝堵剂PLS体系长效PLS-1体系长效PLS-1体系是一种聚合物和层状硅
16、酸盐的复合材料。其优点为：由于有机与无机共混，该体系耐高温（30-130）、高盐（Na+0-25万mg/L）、胶体强度高(50Mpa/m)、韧性好（韧性系数接近1）和高突破压力及有效期长。PLS-2暂堵体系该技术是基于PLS-1堵剂的基础上研制的，将破胶剂制成破胶胶囊，施工时和堵剂溶液一起混合，随着微胶囊缓慢释放破胶成分，从而实现堵剂的破胶化水。该堵剂破胶后容易返排，破胶时间2-12小时。 裂缝堵剂DX-1体系产品外观：棕黑色不规则长方体固体颗粒颗粒体积：长宽高 6mm4mm3mmDX-1体系的特点是用量少，强度大，易进入炮眼和裂缝，在压力差下形成高强度的滤饼，具备好的封堵率，压后完全溶解，对
17、地层伤害小。裂缝堵剂XNPG体系XNPG主要是由高分子量低水解度聚丙烯酰胺与预成胶剂及成胶剂组成的混合物体系。预成胶剂可在30以下发生部分交联作用，使其在一定程度上预先形成凝胶体，预凝胶体进入目的层后，聚丙烯酰胺在油藏温度条件下与成胶剂再起作用，发生进一步的交联反应，形成更高强度和更高粘附力的堵缝剂。2、试验方法高速搅拌溶解法：将定量堵剂放入搅拌机中，以1000r/min速度搅拌，以模拟进入压裂管汇的剪切状态，搅拌10min后，观察堵剂颗粒形状完整性，计算溶解率。压力机高压破碎法：将一定量堵剂均匀铺设在压力机破碎室，施加压力，在不同的压力下，测得破碎率，根据破碎粒的大小判断其耐压强度。滤饼突破
18、压力试验法：采用标准岩心，一端以一定的压差注入堵剂携砂液，使其形成滤饼，堵剂堵后升高压差，假设该层破裂压力为50MPa, 加入堵剂后，该位置应当高于60MPa才能被再次压开。而高出的压力，足可以使其它层段开启。三、试验过程与结果DX-1堵剂试验过程与结果1、控制剂指标试验及结果水不溶物含量：最终水不溶物含量4.85%；表面活性：表面张力为44.5MN/MJ；高速搅拌下的溶解性：搅拌速度为1000r/min，模拟进入压裂管汇的剪切状态 ，搅拌10min后，大部分DX-1型堵剂颗粒形状完整，溶解率为12.3。耐压强度：将一定量的DX-1型暂堵剂均匀的铺设在压力机的破碎室，施加压力，在不同的压力下，
19、测得破碎率，根据破碎粒的大小判断其耐压强度。表1 暂堵剂耐压强度试验数据 压力(MPa)10203040506070破碎率()00.10.41,24.88.511.22、控制剂突破压力实验 标准突破压力是指岩心中堵剂被突破时，两端压力差除以堵剂的厚度。得出的结论为：提高堵剂的用量，可以提高被突破的压力。更改高强度的堵剂，在同样厚度下，有较高的突破压力。压裂时的压力差：在地层中的压力差，主要由净压力决定，而与裂缝中的大小无关。净压力等于裂缝中的压力减去地层的最小主力，它的大小范围应当在27MPa左右。裂缝的几何形状如缝长、缝高、缝宽都由它决定。如果从井口开始计算，它的数值应当等于：井口压力静压力
20、管柱摩阻弯曲摩阻地层最小主主应力。地层中的同层中跨度转向需要37MPa, 地层中大跨度层段（如：100米内）堵已经开启层段只需要5个兆帕以下，这一点根据破裂压力计算即可得到。目前在中原施工的井井深都在3000以上，最深的为胡109。现在以该井为例讲解：考虑施工压力(见施工曲线), 裂缝中的压力等于环空压力静液柱压力，即504191，考虑它的弯曲摩阻，它的地层中裂缝压力也应当在85兆帕以上，但而该井的最小主应力测试为7578MPa左右，即实际作用在药剂两端压力应当不会超过8个兆帕。提出堵剂堵后升高压差，即假设该层破裂压力为50MPa, 加入堵剂后，该位置应当高于60MPa才能被再次压开。而高出的
21、压力，足可以使其它层段开启或在平面上。编号注水压差(MPa)岩心堵前渗透率(mu.ma)岩心堵后渗透率(mu.ma)封堵率(%)标准突破压力(MPa/cm)备注12266.201000.83MPa不突破滤饼热熔法2580.0701001.97MPa不突破滤饼热熔法表2 滤饼突破压力试验结果XNPG堵剂试验过程与结果2.1 XNPG体系的作用机理XNPG主要是由高分子量低水解度聚丙烯酰胺与预成胶剂及成胶剂组成的混合物体系。预成胶剂可在30以下发生部分交联作用，使其在一定程度上预先形成凝胶体，预凝胶体进入目的层后，聚丙烯酰胺在油藏温度条件下与成胶剂再起作用，发生进一步的交联反应，形成更高强度和更高
22、粘附力的堵缝剂。1、预成胶体系研究通过室内研究，选用有机铬作预凝交联剂是合适的。PHPAM浓度和粘度表3列出的是PHPAM浓度和粘度值(布氏粘度计测)，以考查聚合物浓度与粘度的关系。粘度测定结果表明：浓度增加粘度提高。表3 粘度和浓度的关系聚合物浓度(mg/L)300050008000聚合物粘度(mPa.s)142.5187226有机铬浓度与预成胶时间的关系表4中有机铬浓度不同时(PHPAM浓度为5000mg/L且PH=7)，体系预预成胶时间和粘度的关系，实验温度30。表4 有机铬浓度和预凝时间及粘度方 案1234有机铬浓度(mg/L)300 500 800 1000 预凝时间(hr.)853
23、12预凝胶粘度(mPa.s)2362878621626根据工艺需要和要求，可选用预凝交联剂浓度300800mg/L，因为预凝时间在58hr.之间时，体系的预凝时间和预凝胶粘度均可满足施工要求。当预凝交联剂浓度为1000 mg/L浓度时的凝胶粘度太高，泵入性差。PHPAM浓度与预凝胶时间在预凝交联剂浓度为500mg/L、温度30条件下，考察聚合物浓度与预成胶时间的关系和预凝胶粘度，如表5。表5 PHPAM浓度和预凝时间PHPAM浓度(%)0.30.50.60.8预凝时间(hr.)12642预凝胶粘度(mPa.s)187.52634791285随PHPAM浓度增加，预凝时间缩短，粘度增加。通过对聚
24、合物类型(如不同分子量和水解度)的筛选实验。认为分子量在11501300万范围，水解度低于20%，以及分子量在500600万，水解度低于8%，效果较好。预凝胶的流变性预凝胶体系是一种地面预成胶堵剂，其另一特点是在地层中流动时表现出明显剪切稀释性，从而良好的注入性，流动一旦停止，结构恢复。图1是用800mg/L聚合物溶液和表4中方案2和方案3配方在RV100流变仪测定值转换的结果。随剪切速率增加粘度低，表现出了较强的剪切稀释性，从而流动阻力减小。可见，三者均为流动变稀，且剪切速率很高时，其粘度趋于一致，但预凝胶体的初始粘度较聚合物溶液高得多，说明预成胶体系具有更好的剪切稀释性。图1 流变曲线（M
25、eter模型）拟合图2、凝胶体系研究前面提到过XNPG属预凝胶体系，主要由PHPAM，预凝胶交联剂(预成胶剂)和终凝胶交联剂(成胶剂)组成。PHPAM溶液在地面与预交联剂作用，部分发生交联反应，这时成胶剂因反应条件所限，与PHPAM不发生交联反应，进入地层后，由于温度的升高，反应条件具备，成胶剂再与预凝后聚合物上未交联的基团作用，形成更深入的交联反应，即交联程度提高，体系粘度进一步增大。成胶剂(终凝胶剂)用作成胶剂的化学材料很多，如三价金属离子络合物及酚类等。室内对锆盐、铝盐和酚类及络和铬离子体系作了筛选和评价，从效果和价格方面考虑，认为无机铬离子体系和效果较好。是三价铬与有机酸化合得到有机铬
26、络合物。体系与成胶时间 实验温度为60，各组成和成胶时间见表4。表6 与成胶时间编号PHPAM浓度(%)预凝交联剂浓度(mg/L)稳定剂(mg/L)浓度(mg/L)成胶时间(hr.)备注10.55002050015凝胶体倒置可伸出瓶口，放正可自行收入瓶内，粘附性强。20.550020100010凝胶体倒置可伸出瓶口，放正可自行收入瓶内，粘附性强。30.75002050008倒置可变形，但不伸出瓶口，可通过人为拉长，且不易扯断，瓶壁粘附强。40.75002010005倒置可变形，但不伸出瓶口，可通过人为拉长，且不易扯断，瓶壁粘附强。实验结果表明，随聚合物浓度和交联剂 浓度增加，成胶时间缩短，胶体
27、强度提高，该体系适合较小剂量的施工。2.2岩心物理模型1、常规岩心实验将表4配方进行岩心流动实验，测其突破压力和强度及堵水率，目的是与裂缝岩心实验结果比较。当岩心渗透率为115md时，突破压力3.8MPa，强度50MPa/m，堵水率99%，且堵剂耐冲刷，冲洗100PV后，FRR上升。2、裂缝岩心实验注入性实验(传导性)裂缝岩心参数：=2.4cm， 长度 L=7.58cm裂缝宽度 0.218cm， 基岩渗透率516md。常规岩心参数：=2.5cm， 长度 L=7.42cm将裂缝岩心和常规岩心并联，观察注入性及对大孔道的选择进入性。 堵前水流量和压力数据如表7：表7 堵前水流量和压力数据表水相压力
28、(MPa)0.010.012水相流量(ml/s)1.671.67正所预料的那样，水在一定压差下只流经岩石裂缝而不进入基岩，常规岩心中无水流出。 用表4配方3进行流动实验，进堵液的压力和流量如表6。表8 进堵液的压力和流量数据表水相压力(MPa)0.0050.01水相流量(ml/s)0.450.82常规岩心(基岩)中仍无堵液流出，说明堵液几乎100%进入了岩心裂缝中。将注入堵液的岩心夹持器置于60恒温水箱中放置三天，使其成胶，然后测流量和压差的关系。突破压力及强度由流量和压力关系曲线上读出流量突变对应的压力值，即为突破压力，突破压力为0.45Mpa。强度为65Mpa/m 突破压力(MPa)/单位
29、裂缝长度(米)= 耐冲刷性实验堵液突破后，测流量和压差的关系，并计算残余阻力系数，得出注入孔隙体积和残余阻力系数(FRR)的关系曲线。表9 注入PV与FRR的关系曲线序号12345678910孔隙体积(PV)102030405060708090100FRR828587868790929290100从表9和图2看出，胶体突破后继续水冲，残余阻力系数在100注入个后，略有增加，所以胶体在岩心裂缝中粘附力增强。图2 注入PV与FRR的关系曲线其它堵剂试验结果PG2体系PGS1体系类 型暂堵永堵成胶时间272hr.可调212hr.可调强 度45MPa/m60MPa/m热稳定性30-80oC下8个月性能
30、基本不变30-80oC下2年性能基本不变耐冲刷性堵水率99%，冲洗100PV后FRR上升备 注胶体突破后继续水冲，FRR在100PV后还有增加，故胶体在岩心裂缝中粘附力增强。通过对以上几种堵剂进行试验、分析与研究，优选DX-1暂堵剂作为吐哈油田暂堵与转向重复压裂的现场应用堵剂。四、技术关键与创新点技术关键：根据最小主应力原理，重复压裂裂缝方位依然取决于储层应力状态，不以人们的主观意志为转移而受客观应力条件控制。如果xmin+x诱导ymax+y诱导，可以形成新裂缝，但距井筒一段距离后，裂缝仍沿原来的方位延伸。 重复压裂井的应力变化能否形成新的人工裂缝。解决该关键问题的基础在于全面分析和描述人工裂
31、缝、地层流体压力变化、孔隙热弹性应力、邻井注水/生产活动都产生新的诱导应力； 堵老缝造新缝重复压裂的时机。回答在什么条件下能够形成新裂缝，只有在此条件下实施堵老缝造新缝重复压裂才有实际意义； 如何实现堵老缝造新缝重复压裂。实践证明采用高强度裂缝堵剂封堵老裂缝是有效的。 创新点：完成了对重复压裂机理的研究，确定了吐哈油田实施重复压裂的可行性；制定了重复压裂选井、选层的方案和优化设计方案，确定了压裂井层厚度、孔隙度、渗透率、压前含水、地层压力等的选井选层范围和界限；开展了地应力以及裂缝方位的研究，确定了裂缝转向的效果评价方法：裂缝监测、施工压力判断、压裂产量对比等；完成了暂堵剂的室内评价，优选了合
32、理的使用用量与浓度，确定了转向剂的加入量和加入时机，选择出适合吐哈油田的堵剂。技术关键内容与创新内容如下：（一）重复压裂机理研究1、重复压裂基本原理如果井筒周围满足一定的力学条件，重复压裂可能形成新裂缝。当低渗透储层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果。可以采取永久封堵老缝压开新裂缝的重复压裂技术：将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。相反，如果井的含水不高，可以采取暂时封堵老缝压开新裂缝的重复
33、压裂技术：将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，施工结束后老裂缝堵剂自行解堵，生产时同时发挥老裂缝和重复压裂新裂缝的作用，获得更好的增产效果。堵剂的作用一方面是封堵作为出水通道的老裂缝（根据需要可以是暂堵，也可以是永久封堵），另一方面在于辅助形成新裂缝。显然，实施这种重复压裂的关键在于确定能够形成新裂缝的重复压裂时机，研究满足油井条件要求的高强度堵剂（堵剂强度至少要高于产层破裂压力）。重复压裂后进行生产将导致井筒和第一次压裂裂缝组成的一个不断扩大的椭圆形区域内孔隙压力的重新分布。油藏压力降由于孔隙弹性耦合而改变着油藏岩石内应力状态。裂缝附近的扰动应力区形状被拉伸，最大和
34、最小水平主应力有时就发生互换最大变为最小，最小变为最大。在这些条件下，重复压裂就会以与第一次压裂裂缝成90方位角向前延伸，一直到达椭圆形应力扰动区的边界。各向同性点在这些点上，两个水平应力相等定义了椭圆区域的边界。在各项同性点之外，重复压裂裂缝重新按着第一次压裂裂缝的东西方向延伸。由于渗透率是各向异性的，天然裂缝的存在，以及油藏非均质性，裂缝附近拉长的压降区在形状上可能会更复杂。重复水力压裂产生新的裂缝方位的另一个可能是，采油生产造成了对岩石的剪切破坏。孔隙压力的下降将会减小油藏的总水平应力值，减小值为油藏压力下降值的百分数。水平应力的降低增大了水平应力和垂直应力之间的差值，从而增加了最大剪应
35、力。新方向上的裂缝沿倾斜的剪平面方向裂开是完全可能的，因为剪裂缝平面的倾斜度范围在与垂直面成30-45角之间。 重新张开原压开的裂缝：前次压裂的裂缝，压裂后注水跟不上，地层压力下降，使闭合压力大幅度上升，裂缝闭合，压裂失败。重复压裂时加强压裂对应层注水，补充能量，将会有效地张开原压开的裂缝。有效地延伸原有裂缝系统，使裂缝面与更大面积的含油层相接触，扩大泄油面积，增加原裂缝系统油流通道。这就要求在老井重复压裂中，应用高砂比、大砂量压裂工艺技术，在原裂缝系统基础上作业，有效延伸原裂缝系统。冲洗裂缝面在原压开的裂缝面上，由于被压裂液的不溶物(残渣)堵塞或压裂液形成的滤饼太厚太结实，影响裂缝面渗流，对
36、它应进行有成效的清洗，并将堵塞物返出油井。因为目前压裂用压裂液均有一定的残渣，冲洗裂缝面的机理和措施的研究尚处于探索阶段，对此还需进一步加强深入攻关研究。再填充支撑剂：曾压裂过的井随时间延长，支撑剂的破碎和嵌入都会不断增加，需要对井重复压裂，再次填充高导流能力支撑剂，改进加砂方法，使重复压裂井增产。压开新裂缝：重复压裂造新缝是在油层中打开新的油流通道，更大范围地沟通老裂缝未动用的油层，从而使产量大幅度增加。2、重复压裂裂缝延伸方式继续延伸原有裂缝。在油田开发过程中，由于压力、温度等环境条件的改变，引起油井产量的下降。这类井需要加砂重新撑开原有裂缝，穿透堵塞带就可以获得不同程度的效果。另外，压裂
37、改造规模不够，或者支撑裂缝短，或者裂缝导流能力低，这类井必须加大压裂规模继续延伸原有裂缝，或者提高砂量以增加裂缝导流能力。这是目前最通常的重复压裂概念。为了获得较长的增产有效期，必须优化设计重复压裂规模(液量、砂量)。改向重复压裂油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果。最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。即研究了一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性
38、地进入并封堵原有裂缝，但不能渗入地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位(最佳方位是垂直于原有裂缝的方位)重新定向射孔以保证重复压裂时使裂缝改向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。从力学的观点看，裂缝总是产生于强度最弱、抗张力最小的地方。即对于天然裂缝不发育的储层，水力裂缝面总是垂直于最小主应力方向的。无论对于初次压裂还是重复压裂，造缝机理总是与当前地应力场密切相关。储层原地应力在漫长的地质时期，地球一直显示强烈的活动性，地下岩石的应力状态通常是三个相互垂直且不
39、相等的主应力。最容易破裂的岩面垂直于最小主应力方向，因此，储层应力状态决定了水力裂缝的方位和形态，地应力不但影响到水力压裂造缝过程，而且通过井网与人工裂缝的配合关系影响到油藏开发。重力应力重力应力是指沉积盆地中的储层受到上覆岩层重力作用而引起的应力分布。式中 sz 深度H处的垂向应力, MPa；rr(h) 随深度变化的上覆岩体密度，kg/m3； H 压裂层位深度，m；g 重力加速度，9.81m/s2。在地层中孔隙流体压力作用下，部分上覆岩层的重力被孔隙流体压力所支撑。但由于颗粒间胶结作用，孔隙压力并未全部支撑上覆地层压力，有效垂向应力为式中a 孔隙弹性常数。假设地层岩石为理想的均质各向同性线弹
40、性体，且岩体水平方向上应变受到限制。由于泊松效应，弹性状态下垂向载荷产生的水平应力分量由广义胡克定律计算。假设水平应力场均匀，则有考虑孔隙流体压力后的地层水平应力为构造应力 构造应力是指构造运动引起的地应力增量。它以矢量形式迭加在地层重力应力场中，使得水平应力场不均匀。一般而言，在断层和裂缝发育区是应力释放区，例如，在正断层，水平应力sx可能只有垂向应力sz的1/3，而在逆断层或褶皱地带的水平应力可以大到垂向应力s z的3倍。通常，构造应力只有两个水平主应力，属于水平的平面应力状态，而且挤压构造力引起挤压构造应力，张性构造力引起拉张构造应力。水力裂缝诱导应力场A：前次压裂裂缝几何尺寸.为计算裂
41、缝诱导应力场，首先必须确定前次压裂裂缝几何尺寸。常用方法是压裂压力施工曲线拟合和压裂后压力递减分析。这里根据实际压裂施工参数及压力动态，通过水力裂缝模拟进行净压力拟合。压裂压力模拟结果表 序号拟合缝高,m设计缝长,m拟合缝长,m拟合渗透率15060763.5md235451920mdB：水力裂缝诱导应力场重复压裂前井的状况可以简化为下图所示的一平板中央有一长为2a的穿透板厚直线状裂纹(可以当作短半轴0的椭圆的极限情形)。 岩石单元体上的主应力与裂缝方位 所考虑的物理模型二维垂直裂缝利用上述公式可以计算裂缝所诱发的应力场与裂缝距离之间的关系。地层孔隙压力诱导应力场油井由于长期生产，通常会导致地层
42、孔隙压力下降，从而引起原地应力状态的改变。利用Prats多孔弹性模型可用来估计孔隙压力衰竭对地应力的影响。 式中水平应力； X 附加应力(如构造、油藏几何尺寸、非弹性沉积、热力等引起的应力)。从此关系式可看出，孔隙压力的减少，会使水平应力降低。因为孔隙压力在前次裂缝周围成椭圆形状分布。 逐渐减小的孔隙压力区域在裂缝方向(即最大水平主应力方向)更长于垂直于裂缝方向上的区域。所以最大水平主应力减小得比最小水平主应力多。如果这个减小的差值大于原来最大水平主应力和最小水平主应力之间的差值，那么新的最小水平主应力方向就是原来的最大水平主应力方向。在储层中通过多孔弹性耦合，导致油藏应力也相应改变。在任一点
43、，孔隙压力的增加将增加总的油藏应力。应力增加的程度小于孔隙压力增加的程度，所以基质的“有效应力”减少(有效应力等于应力减去孔隙压力)，基质膨胀，对外部基质产生一个压应力作用，从而增加了总的应力。类似的，如果孔隙压力减少，基质被压缩，对外部基质产生一个张应力作用，从而减少了总地应力。生产诱发的垂直初次裂缝方向上的水平应力变化3、裂缝重定向机理根据当前储层应力分布状态，重复压裂裂缝造缝机理可能是继续延伸原有人工裂缝或者是由于地应力场改变而产生新裂缝。重复压裂能否形成新裂缝，主要取决于储层压力、构造压力变化等多种因素综合引起的地应力场变化的结果。并都假定x方向为初始最小水平主应力方向。由于产生的水力
44、裂缝在地层中产生了诱导应力场以及地层压力变化在原来的两水平应力方向均附加诱导应力。最大诱导应力等于裂缝闭合后作用在支撑剂上的净压力，并且在垂直于裂缝方向附加的诱导应力大，在裂缝方向上附加诱导应力小。因此有可能使原来的最小水平主应力大于原来的最大水平主应力，也就是说xmin+x诱导ymax+y诱导，从而改变以前的应力状态，重复压裂裂缝的重新定向就有可能发生。但随着离裂缝距离的增加，诱导应力迅速减小，很快地应力场变为原来的状态。因而在井筒附近也就有可能改变重复压裂后的裂缝方位，但距井筒一段距离后，裂缝仍沿原来的方位延伸。前述通过各种手段得到的吐哈善鄯油田原地应力场，最大最小水平主应力一般为7MPa
45、左右；换句话讲，在最大最小水平应力方向由于裂缝产生的诱导应力差必须大于该值方能产生新的裂缝。按该地区的裂缝尺寸计算，裂缝诱导应力和地层压裂变化引起的地应力变化约为5MPa。可见重复压裂前，储层应力关系可能发生变化，但重复压裂难以自动改向，即重复压裂裂缝延伸方式以延伸原有裂缝为主。但在断层附近由于储层应力场变化比较复杂，有可能在小范围内转向，尤其靠近断层方向地层压力显著降低的井。根据岩石力学、断裂力学理论研究表明，由于长期生产或前次裂缝的存在导致原地应力场的改变，重复压裂时产生的新裂缝会重新定向，即沿与前次裂缝不同的方向启裂和延伸，该理论已经得到普遍认可。邻井裂缝和初次裂缝对应力场的影响。由于邻
46、井裂缝和前次支撑裂缝的存在导致原地应力场的改变，从而引起新裂缝的重新定向，这个结论已被公认。地应力场受邻井裂缝影响，地层中存在的支撑裂缝将改变井眼附近应力分布，使重复压裂裂缝的起裂方位垂直于初次裂缝方位，离开井眼一定范围再发生转向，以平行于初次裂缝方位延伸。孔隙压力的改变也会影响新裂缝的重新定向。在原地应力没有起控制作用的情况下，裂缝会转向局部孔隙压力更高的方向。在静态条件下，靠近裂缝末端的局部孔隙压力梯度控制了裂缝的发育方向；裂缝的发育方向是由孔隙流体扩散到基质，引起原地应力改变所决定的。这种现象引起应力强度因子随时间而变，而应力强度因子是支配裂缝发育速率和方向的一个重要因素。地层参数各向异性对
